RESULTADOS TERCEIRO TRIMESTRE 2016

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1 RESULTADOS TERCEIRO TRIMESTRE 2016 Relações com Investidores 1

2 ÍNDICE 1. SUMÁRIO EXECUTIVO PRINCIPAIS INDICADORES ENVOLVENTE DE MERCADO EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO Atividades de desenvolvimento Desempenho operacional REFINAÇÃO & DISTRIBUIÇÃO GAS & POWER INFORMAÇÃO FINANCEIRA Demonstração de resultados Investimento Cash flow Situação financeira Dívida financeira Vendas e prestações de serviços RCA por negócio Reconciliação entre valores IFRS e valores Replacement Cost Ajustados Eventos não recorrentes Demonstração de resultados consolidados em IFRS Situação financeira consolidada BASES DE APRESENTAÇÃO DA INFORMAÇÃO EVENTOS SUBSEQUENTES DEFINIÇÕES

3 1. Sumário executivo Principais destaques no terceiro trimestre de 2016 O Ebitda consolidado do Grupo numa base replacement cost ajustada (RCA) aumentou 14% para os 384 m face ao segundo trimestre de 2016, devido ao aumento da produção no negócio de Exploração & Produção (E&P) e à sazonalidade da comercialização de produtos petrolíferos no negócio de Refinação & Distribuição (R&D). Em relação ao período homólogo de 2015, o Ebitda desceu 6%, devido ao decréscimo das margens de refinação no negócio de R&D, e apesar da maior contribuição do negócio de E&P; o negócio de Gás & Power (G&P) manteve uma contribuição estável para o Ebitda do Grupo. O resultado líquido RCA totalizou 115 m, um decréscimo de 66 m relativamente ao terceiro trimestre de 2015, e considera um efeito stock de 14 m e eventos não recorrentes de 37 m. O resultado líquido de acordo com as Normas Internacionais de Relato Financeiro (IFRS) foi de 91 m. A produção working interest de petróleo e gás natural aumentou 35% face ao segundo trimestre do ano e 62% face ao período homólogo de 2015 para os 74,0 kboepd, principalmente devido à maior produção no Brasil, com especial enfoque no aumento da produção na área de Iracema Norte e no início de produção nas áreas de Lula Alto e Lula Central. A margem de refinação da Galp foi de $3,4/boe, face a $6,7/boe no terceiro trimestre do ano anterior. A atividade de comercialização de produtos petrolíferos manteve o seu contributo positivo para os resultados. As vendas totais de gás natural diminuíram 8% para milhões de metros cúbicos (mm³), devido à redução de 18% dos volumes vendidos no segmento de trading, tendo sido apenas parcialmente compensada pelo aumento das vendas ao segmento elétrico. O investimento foi de 244 m, 85% dos quais alocados ao negócio de E&P, que foram sobretudo investidos no desenvolvimento do bloco BM-S-11 no Brasil e do bloco 32 em Angola. A dívida líquida do Grupo situava-se em 1,6 bn no final de setembro, considerando os ativos e passivos da GGND como detidos para venda e o empréstimo à Sinopec como caixa e equivalentes, sendo o rácio dívida líquida para Ebitda de 1,4x. Durante o trimestre, a GGND emitiu instrumentos de dívida no montante de 600 m e reembolsou o empréstimo acionista de 568 m à Galp. No dia 27 de outubro, a Galp concluiu a venda de 22,5% da GGND à Meet Europe Natural Gas, Lda. (Meet Europe), detida pela Marubeni Corporation (50%) e pela Toho Gas Co., Ltd. (50%). O preço final foi de 141 m, baseado no preço inicial acordado somado de ajustamentos conforme estabelecido no contrato de compra e venda (SPA). A partir desta data, a GGND deixa de ser consolidada nas contas do Grupo. 3

4 2. Principais indicadores Informação financeira m (RCA) Trimestre 2T16 3T15 3T16 Var. % Var Var. % Var (23) (6%) Ebitda RCA (215) (17%) % Exploração & Produção (40) (13%) (61) (25%) Refinação & Distribuição (142) (23%) % Gas & Power (32) (11%) (48) (19%) Ebit RCA (257) (33%) % Ebit IFRS (119) (27%) (66) (36%) Resultado líquido RCA (129) (26%) % Resultado líquido IFRS (18) (15%) (11) (4%) Investimento % % Dívida líquida inc. empréstimo Sinopec % 1,6x 1,1x 1,4x - - Rácio dívida líquida para Ebitda RCA 2 1,1x 1,4x Considerando o empréstimo à Sinopec como caixa e equivalentes. 2 Rácio considera a dívida líquida inc. empréstimo à Sinopec de 575 como caixa, adicionado do valor correspondente a suprimentos da Sinopec na Petrogal Brasil, de 169 m, sendo o Ebitda dos últimos doze meses a RCA m, relativamente a 30 de setembro de Indicadores operacionais Trimestre 2T16 3T15 3T16 Var. % Var Var. % Var. 54,7 45,7 74,0 28,3 62% Produção média working interest (kboepd) 43,7 61,7 18,1 41% 52,2 43,9 71,5 27,6 63% Produção média net entitlement (kboepd) 41,2 59,2 18,0 44% 38,3 43,8 36,4 (7,4) (17%) Preço médio de venda de petróleo e gás natural (USD/boe) 49,0 33,9 (15,1) (31%) 26,3 29,8 29,4 (0,4) (1%) Matérias-primas processadas (mmboe) 85,8 80,9 (4,9) (6%) 4,6 6,7 3,4 (3,4) (50%) Margem de refinação Galp (USD/boe) 6,6 4,0 (2,7) (40%) 2,3 2,4 2,3 (0,1) (5%) Vendas a clientes diretos (mt) 6,9 6,7 (0,3) (4%) % Vendas de gás natural a clientes diretos (mm 3 ) (119) (4%) (176) (18%) Vendas de GN/GNL em trading (mm 3 ) (651) (21%) Indicadores de mercado Trimestre 2T16 3T15 3T16 Var. % Var Var. % Var. 1,13 1,11 1,12 0,00 0% Taxa de câmbio (EUR:USD) 1,11 1,12 0,00 0% 45,6 50,5 45,9 (4,6) (9%) Preço médio do dated Brent 1 (USD/bbl) 55,3 41,9 (13,4) (24%) (2,2) (1,3) (2,1) (0,8) 66% Diferencial crude heavy-light 2 (USD/bbl) (1,1) (2,2) (1,1) s.s. 4,4 6,0 4,4 (1,6) (27%) 4,7 7,6 5,6 (2,0) (26%) Preço gás natural NBP Reino Unido 3 (USD/mmbtu) Preço GNL para o Japão e para a Coreia 1 (USD/mmbtu) 6,4 4,3 (2,1) (32%) 7,6 5,2 (2,3) (31%) 2,9 6,2 2,3 (3,9) (63%) Margem de refinação benchmark 4 (USD/bbl) 5,6 2,8 (2,7) (49%) 15,3 15,5 16,0 0,5 4% Mercado oil ibérico 5 (mt) 45,0 46,2 1,2 3% (33) (0,5%) Mercado gás natural ibérico 6 (mm 3 ) (318) (1,4%) 2 3 Fonte: Bloomberg. Fonte: Platts. Urals NWE dated para crude pesado; dated Brent para crude leve. Fonte: Platts. 4 5 Para uma descrição completa da metodologia de cálculo da margem de refinação benchmark vide Definições. Fonte: APETRO para Portugal; CORES para Espanha e inclui estimativa para setembro de Fonte: Galp e Enagás. 1 4

5 3. Envolvente de mercado Dated Brent No terceiro trimestre de 2016 a cotação média do dated Brent diminuiu $4,6/bbl em relação ao período homólogo de 2015, para $45,9/bbl. Esta diminuição resultou do diferencial entre a oferta e a procura, que conduziu a um aumento dos stocks a nível global. Nos primeiros nove meses de 2016, o valor médio do dated Brent foi de $41,9/bbl, o que correspondeu a uma diminuição de $13,4/bbl face ao período homólogo do ano anterior. No terceiro trimestre de 2016, o diferencial entre o preço do dated Brent e o Urals alargou de $1,3/bbl, no período homólogo de 2015, para $2,1/bbl. Esta diferença resultou do aumento da produção de petróleo bruto pela Rússia, facto agravado pelo aumento da oferta de crudes concorrentes provenientes do Médio Oriente com destino ao Mediterrâneo. Nos primeiros nove meses de 2016, o diferencial de preços alargou $1,1/bbl, relativamente ao período homólogo de 2015, para $2,2/bbl. Gás natural O preço de gás natural na Europa (NBP) diminuiu de $6,0/mmbtu no terceiro trimestre de 2015 para $4,4/mmbtu no mesmo período de Esta descida deveu-se à queda do preço do crude, indexante de muitos contratos de gás natural, e a constrangimentos no armazenamento de gás no Reino Unido. O preço asiático de referência de GNL (JKM) diminuiu de $7,6/mmbtu no terceiro trimestre de 2015 para $5,6/mmbtu no terceiro trimestre de Nos primeiros nove meses de 2016, o valor médio do JKM foi de $5,2/mmbtu, o que correspondeu a uma diminuição de $2,3/mmbtu face ao período homólogo do ano anterior. Margens de refinação No terceiro trimestre de 2016, a margem de refinação benchmark diminuiu $3,9/bbl face ao período homólogo de 2015, para $2,3/bbl, na sequência da evolução negativa dos cracks da gasolina e do gasóleo. O crack da gasolina no terceiro trimestre foi de $9,1/bbl, comparativamente a $20,1/bbl no período homólogo de 2015, devido aos stocks elevados de destilados leves, nomeadamente na costa leste dos EUA, destino habitual da produção europeia. O crack do gasóleo no terceiro trimestre de 2016 foi de $10,1/bbl, uma redução de $5,8/bbl face ao período homólogo do ano anterior. O crack do gasóleo foi pressionado pelo aumento de stocks ao longo do ano. Nos primeiros nove meses de 2016, a margem de refinação benchmark situou-se em $2,8/bbl, menos $2,7/bbl que no período homólogo de 2015, devido à descida dos cracks da gasolina e do gasóleo, que diminuíram respetivamente $5,6/bbl e $7,1/bbl. Nos primeiros nove meses de 2016, o valor médio do NBP foi de $4,3/mmbtu, o que correspondeu a uma diminuição de $2,1/mmbtu face ao período homólogo do ano anterior. 5

6 Mercado ibérico No terceiro trimestre de 2016, o mercado ibérico de produtos petrolíferos totalizou 16,0 milhões de toneladas (mt), um crescimento de 4% face ao período homólogo de 2015, suportado pelo aumento da procura de gasóleo e de jet, em resultado do aumento da atividade turística. Comparando os primeiros nove meses de 2016 com o período homólogo de 2015, o mercado ibérico de produtos petrolíferos aumentou de 45,0 mt para 46,2 mt. No terceiro trimestre de 2016, o mercado de gás natural na Península Ibérica decresceu cerca de 0,5% face ao período homólogo de 2015, para os mm³. Este resultado deveu-se à redução de 5% na procura de gás para produção elétrica, na sequência do aumento da produção de origem renovável e nuclear. Nos primeiros nove meses de 2016, o mercado ibérico de gás natural situou-se em mm³, uma descida de 1,4% face ao período homólogo de 2015, que se deveu à menor procura pelo sector elétrico espanhol, em consequência de uma maior hidraulicidade. 6

7 4. Exploração & Produção 4.1. Atividades de desenvolvimento Brasil No terceiro trimestre de 2016, a Galp e os seus parceiros deram continuidade ao desenvolvimento do campo Lula/Iracema. Destaca-se a eficiência operacional alcançada pelo consórcio nas atividades de perfuração e completação, bem como no ramp-up das unidades, o que tem resultado num decréscimo contínuo na duração média destas operações. A FPSO Cidade de Angra dos Reis (#1) e a FPSO Cidade de Paraty (#2) retomaram o plateau de produção nas áreas de Lula Piloto e Lula Nordeste, uma vez terminadas as atividades de manutenção realizadas no segundo trimestre. Na área de Iracema Sul, a FPSO Cidade de Mangaratiba (#3) continuou a produzir em plateau, tendo atualmente conectados seis poços produtores e cinco poços injetores. A ligação à rede de exportação de gás, esperada para o quarto trimestre de 2016, permitirá uma maior flexibilidade operacional e a comercialização do gás natural associado à produção de petróleo. A FPSO Cidade de Itaguaí (#4), na área de Iracema Norte, foi interligada à rede de exportação de gás durante o trimestre, o que permitiu que a unidade atingisse o plateau de produção em apenas 13 meses após a entrada em operação. A FPSO Cidade de Maricá (#5), alocada à área de Lula Alto, continuou a beneficiar de excelente produtividade, tendo sido conectado o quarto poço produtor durante o terceiro trimestre. A FPSO Cidade de Saquarema (#6), alocada à área de Lula Central, iniciou produção em julho, dentro do prazo previsto. O plano de desenvolvimento desta área contempla a ligação de nove poços produtores e nove injetores. A unidade registou uma produção média de cerca de 30 kbpd desde que entrou em operação, através de apenas um poço produtor. É importante destacar que, já em outubro, a FPSO #6 alcançou uma produção de c.80 kbpd após a conexão de dois poços produtores adicionais. No que diz respeito às FPSO replicantes, a unidade alocada à área de Lula Sul encontra-se no estaleiro da Brasfels no Brasil, onde os trabalhos de integração estão a ser finalizados, encontrando-se os módulos de compressão e injeção de CO 2 e gás na fase final de integração. No que respeita à segunda FPSO replicante a entrar em produção, destinada à área de desenvolvimento de Lula Norte, esta encontra-se no estaleiro da COOEC (China), onde decorrem os trabalhos de integração dos módulos topside. 7

8 Poços de desenvolvimento nas áreas de Lula/Iracema Projeto Tipo de poços Planeados Perfurados Conectados #1 #2 #3 #4 #5 #6 Lula Piloto Lula Nordeste Iracema Sul Iracema Norte Lula Alto Lula Central Produtores Produtores Produtores Produtores Produtores Produtores FPSO Cidade de Angra dos Reis FPSO Cidade de Paraty FPSO Cidade de Mangaratiba FPSO Cidade de Itaguaí FPSO Cidade de Maricá FPSO Cidade de Saquarema Injetores Injetores Injetores Injetores Injetores Injetores Nota: informação à data de 27 de outubro de Moçambique Relativamente ao projeto offshore Coral Sul na Área 4, destaca-se a assinatura, em outubro, do contrato para a compra e venda do gás natural liquefeito (GNL) com a BP. O contrato garante a venda de 100% dos volumes de GNL por um período de 20 anos, com base na produção da área de Coral Sul, estando no entanto dependente da tomada de decisão final do investimento do projeto (FID). O consórcio encontra-se entretanto a finalizar os restantes acordos comerciais e a negociar o financiamento do projeto. No que se refere ao projeto onshore Mamba, continuam a ser analisadas as propostas de EPC para as soluções de upstream e midstream. Angola No bloco 32, prossegue a campanha de perfuração e completação dos poços relativos à área de desenvolvimento do Kaombo. As duas unidades FPSO encontram-se a serem convertidas nos estaleiros da Sembawang em Singapura. 8

9 4.2. Desempenho operacional m (valores em RCA exceto indicação em contrário; valores unitários com base na produção net entitlement ) Trimestre 2T16 3T15 3T16 Var. % Var. 54,7 45,7 74,0 28,3 62% Produção média working interest 1 (kboepd) Var. % Var. 43,7 61,7 18,1 41% 51,7 42,2 68,8 26,6 63% Produção de petróleo (kbpd) 40,4 57,8 17,4 43% 52,2 43,9 71,5 27,6 63% Produção média net entitlement 1 (kboepd) 41,2 59,2 18,0 44% 7,1 6,1 7,3 1,2 19% Angola 7,1 7,5 0,4 5% 45,0 37,8 64,2 26,4 70% Brasil 34,1 51,7 17,6 52% 38,3 43,8 36,4 (7,4) (17%) Preço médio de venda de petróleo e gás natural 2 (USD/boe) 49,0 33,9 (15,1) (31%) 3,8 3,9 3,7 (0,2) (4%) Royalties 3 (USD/boe) 4,4 3,5 (1,0) (22%) 9,8 9,5 7,6 (2,0) (21%) Custo de produção (USD/boe) 9,6 8,6 (0,9) (10%) 14,8 15,5 13,8 (1,7) (11%) Amortizações 4 (USD/boe) 16,9 14,7 (2,1) (13%) % Ebitda RCA (40) (13%) % Depreciações e Amortizações % (0) - (0) s.s. s.s. Provisões - (0) s.s. s.s % Ebit RCA (84) (64%) (62) (16) (46%) Ebit IFRS 48 (75) (123) s.s % Resultados de Empresas associadas E&P 1 Inclui produção de gás natural exportada; exclui gás natural consumido ou injetado. 2 Preço médio de venda da produção da Galp, incluindo efeitos de variação de produção. 3 Com base na produção proveniente do Brasil. 4 Inclui provisões para abandono. Atividade % Terceiro trimestre No terceiro trimestre de 2016, a produção média working interest de petróleo e gás natural aumentou 62% face ao período homólogo de 2015, para 74,0 kboepd, dos quais 93% corresponderam a produção de petróleo. A produção proveniente do Brasil aumentou 26,4 kboepd face ao período homólogo, para 64,2 kboepd. O aumento verificado deveu-se principalmente à contribuição das FPSO #4 e #5 que, no período, registaram uma produção média respetivamente de 13,0 kboepd e 10,2 kbpd. O início de produção da FPSO #6, que registou uma produção média de 2,7 kbpd no trimestre, contribuiu também para este aumento. A exportação de gás natural também aumentou 1,8 kboepd face ao período homólogo para 5,2 kboepd, na sequência da conexão da FPSO #4 à rede de exportação de gás. Em Angola, a produção working interest foi de 9,8 kbpd, um aumento de 25% face ao período homólogo de 2015, quando a produção havia sido impactada por uma paragem na plataforma BBLT para manutenção e para tie-back do campo Lianzi. A produção net entitlement foi de 71,5 kboepd, um aumento de 63% face ao terceiro trimestre de 2015, e uma evolução em linha com a produção working interest. Nos primeiros nove meses de 2016, a produção working interest foi de 61,7 kboepd, um aumento de 41% face ao período homólogo de 2015, o que se deveu principalmente à entrada em 9

10 produção das unidades #4, #5 e #6, bem como ao aumento de produção da FPSO #3 no Brasil. A exportação de gás natural aumentou 0,6 kboepd face ao período homólogo, atingindo os 3,9 kboepd, na sequência da conexão da FPSO#4 à infraestrutura de exportação de gás. Do total de gás exportado, 3,4 kboepd teve origem na área de Lula/Iracema. A produção net entitlement aumentou 44% relativamente aos primeiros nove meses de 2015, para 59,2 kboepd, na sequência do aumento de produção working interest. Resultados Terceiro trimestre No terceiro trimestre de 2016, o Ebitda RCA foi de 127 m, um aumento de 38 m face ao período homólogo de 2015, tendo o aumento da produção compensado o menor preço médio de realização. Os custos de produção foram de cerca de 45 m no trimestre, um aumento de 10 m face ao período homólogo de 2015, na sequência da entrada em produção das FPSO #5 e #6 no Brasil. No entanto, em termos unitários e numa base net entitlement, os custos de produção diminuíram $2,0/boe para os $7,6/boe, devido a um maior efeito de diluição na produção e a um ajustamento extraordinário (one off) no Brasil. No terceiro trimestre de 2016, as amortizações (incluindo provisões para abandono) situaram-se nos 82 m, um aumento de 25 m face ao período homólogo de 2015, devido ao aumento de produção e da base de ativos no Brasil. Numa base net entitlement, as amortizações unitárias desceram de $15,5/boe para $13,8/boe no terceiro trimestre de 2016, beneficiando do maior efeito de diluição. Desta forma, o Ebit RCA foi de 46 m, face a 33 m no terceiro trimestre de Os eventos não recorrentes atingiram os 28 m, principalmente relacionados com uma imparidade num projeto do onshore brasileiro. Os resultados das empresas associadas afetas às atividades de E&P foram de 2 m. Nove meses Nos primeiros nove meses, o Ebitda RCA diminuiu 40 m face ao período homólogo para 262 m, impactado pela diminuição do preço médio de venda e apesar do aumento verificado na produção net entitlement. Os custos de produção foram de 125 m no período, um aumento de 29 m face ao período homólogo de 2015 devido ao maior número de unidades em operação no Brasil. Em termos unitários, os custos de produção desceram face aos primeiros nove meses de 2015, para $8,6/boe. As amortizações (incluindo provisões para abandono) aumentaram 44 m para 215 m, na sequência do aumento da base de ativos no Brasil. Numa base net entitlement, as amortizações foram de $14,7/boe, face a $16,9/boe no período homólogo de O Ebit RCA foi de 48 m no período, uma redução de 84 m face aos primeiros nove meses de 2015, enquanto o Ebit IFRS foi negativo em 75 m. Os eventos não recorrentes de 123 m incluem a imparidade registada no segundo trimestre no bloco 14/14k em Angola, na sequência da decisão de redução das atividades de perfuração, assim como a imparidade registada no terceiro trimestre relativa ao onshore brasileiro. Nos primeiros nove meses de 2016, a contribuição das empresas associadas afetas às atividades de E&P foi de 13 m. 10

11 5. Refinação & Distribuição m (valores em RCA exceto indicação em contrário) Trimestre 2T16 3T15 3T16 Var. % Var Var. % Var. 4,6 6,7 3,4 (3,4) (50%) Margem de refinação Galp (USD/boe) 6,6 4,0 (2,7) (40%) 1,7 1,6 1,5 (0,1) (4%) Custo cash das refinarias¹ (USD/boe) 1,6 1,7 0,2 10% (0,0) (1,3) 0,2 1,5 s.s. 26,3 29,8 29,4 (0,4) (1%) Impacto da cobertura da margem de refinação 2 (USD/boe) Matérias-primas processadas (mmboe) (1,0) 0,1 1,1 s.s. 85,8 80,9 (4,9) (6%) 23,2 27,0 26,4 (0,5) (2%) Crude processado (mmbbl) 76,4 73,6 (2,9) (4%) 4,6 4,8 4,7 (0,1) (2%) Vendas de produtos refinados (mt) 14,0 13,4 (0,5) (4%) 2,3 2,4 2,3 (0,1) (5%) Vendas a clientes diretos (mt) 6,9 6,7 (0,3) (4%) (61) (25%) Ebitda RCA (142) (23%) % Depreciações e Amortizações (5) (2%) (1) (28%) Provisões % (61) (36%) Ebit RCA (145) (36%) s.s. Ebit IFRS % (0) (2) (2) (1) (39%) 1 Excluindo impacto das operações de cobertura da margem de refinação. 2 Impacto em Ebitda. Atividade Terceiro trimestre Resultados de Empresas associadas R&D (2) (2) (0) (25%) No terceiro trimestre de 2016, foram processados cerca de 29,4 milhões de barris (mmboe) de matérias-primas, em linha com o período homólogo de Destaca-se a elevada disponibilidade do aparelho refinador durante o período, nomeadamente das principais unidades de conversão. O crude representou 90% das matérias-primas processadas, 92% dos quais corresponderam a crudes médios e pesados. A gasolina representou 21% da produção, em linha com o período homólogo, enquanto os destilados médios (gasóleo e jet) representaram 46%. Os consumos e quebras representaram 7% das matérias-primas processadas, em linha com o terceiro trimestre de Os volumes vendidos a clientes diretos situaram-se nos 2,3 mt, uma redução de 5% face ao terceiro trimestre de 2015, refletindo a estratégia de redução de exposição a atividades com menor margem na Península Ibérica, nomeadamente no segmento wholesale. O volume de vendas em África representou cerca de 9% do volume total de vendas a clientes diretos. Nove meses Nos primeiros nove meses de 2016, foram processados cerca de 80,9 mmboe de matérias-primas, 6% abaixo do período homólogo de A redução reflete as paragens planeadas do hydrocracker em Sines e de unidades em Matosinhos no primeiro semestre de O crude representou 91% das matérias-primas processadas, dos quais 83% corresponderam a crudes médios e pesados. A gasolina representou 23% da produção, enquanto os destilados médios representaram 46% da produção. Os consumos e quebras 11

12 situaram-se em 7% do total das matérias-primas processadas. No seguimento da descida das vendas a clientes com menor margem, os volumes vendidos a clientes diretos situaram-se nos 6,7 mt, uma redução de 4% face ao período homólogo de O volume de vendas em África representou 8% do total de vendas a clientes diretos. Resultados Terceiro trimestre O Ebitda RCA do negócio de R&D diminuiu para os 180 m no terceiro trimestre de 2016, refletindo as menores margens de refinação. Com efeito, a margem de refinação da Galp foi de $3,4/boe em comparação com a margem de $6,7/boe no período homólogo. O diferencial face à margem benchmark foi de $1,1/boe, tendo a Empresa beneficiado de oportunidades de arbitragem entre os EUA e a Europa, no que respeita à exportação de gasolinas. Os custos cash operacionais situaram-se nos 40 m, em linha face ao terceiro trimestre de Em termos unitários, os custos cash situaram-se em $1,5/boe. As operações de cobertura da margem de refinação tiveram um impacto positivo de 5 m em Ebitda durante o período, face a uma perda de 35 m no período homólogo. A atividade de comercialização de produtos petrolíferos manteve um contributo positivo para os resultados. As amortizações e provisões mantiveram-se em em 73 m. O Ebit RCA foi de 107 m, impactado por um efeito stock foi negativo de 15 m. O Ebit IFRS aumentou para os 116 m, e foi afetado por eventos não recorrentes de 6 m, sobretudo relacionados com custos de reestruturação. Os resultados de empresas associadas relativas ao negócio de R&D foram negativos em 2 m no período, impactados pelo investimento em curso em parques de armazenagem em Moçambique. Nove meses O negócio de R&D registou um Ebitda RCA de 471 m nos primeiros nove meses de 2016, ou seja, um decréscimo de 142 m face a igual período de 2015, devido ao menor contributo da atividade de refinação. A margem de refinação da Galp foi de $4,0/boe face a $6,6/boe no período homólogo, reflexo da descida das margens de refinação nos mercados internacionais. O diferencial face à margem benchmark foi de $1,2/boe. Os custos cash operacionais das refinarias aumentaram 4 m para os 125 m, devido a maiores custos com manutenção em 2016, nomeadamente do hydrocracker em Sines. Em termos unitários, os custos cash situaram-se em $1,7/boe. As operações de cobertura tiveram um impacto positivo de 8 m no Ebitda do período. O contributo da atividade de comercialização de produtos petrolíferos esteve em linha com o período homólogo, embora impactado pelo decréscimo nos volumes vendidos. As amortizações e provisões totalizaram 215 m, 3 m acima do registado nos nove meses de O Ebit RCA desceu para os 256 m, enquanto o Ebit IFRS aumentou 14 m para os 171 m no período. O efeito stock foi positivo em 56 m e os eventos não recorrentes atingiram os 29 m, sobretudo relacionados com imparidades sobre equipamentos na atividade de refinação e com custos de reestruturação. 12

13 6. Gas & Power m (valores em RCA exceto indicação em contrário) Trimestre 2T16 3T15 3T16 Var. % Var Var. % Var (160) (8%) Vendas totais de GN/GNL (mm 3 ) (770) (13%) % Vendas a clientes diretos (mm 3 ) (119) (4%) (176) (18%) Trading (mm 3 ) (651) (21%) % Vendas de eletricidade (GWh) % % Ebitda RCA (32) (11%) % Gás Natural (32) (17%) (6) (19%) Infraestruturas (7) (7%) s.s. Power s.s % Depreciações e Amortizações (2) (4%) (1) (32%) Provisões 6 4 (2) (35%) % Ebit RCA (28) (12%) % Ebit IFRS (9) (4%) (1) (5%) Resultados de Empresas associadas G&P (1) (1%) Atividade Terceiro trimestre No terceiro trimestre de 2016, os volumes vendidos de gás natural situaram-se em mm³, uma redução 8% em relação ao terceiro trimestre de 2015, devido sobretudo à redução dos volumes vendidos no segmento de trading. Durante o período, foram efetuadas seis operações de trading de GNL com base nos contratos estruturados, menos três do que o total verificado no período homólogo. Os volumes de trading de rede também diminuíram, 59 mm 3, para os 295 mm 3. As vendas a clientes diretos cresceram 2%, devido essencialmente ao aumento de 18% nos volumes vendidos no segmento elétrico que se situaram nos 332 mm 3. Este aumento vem na sequência da maior produção elétrica a partir de gás natural em Portugal. Os volumes vendidos no mercado convencional, ou seja, nos segmentos industrial e de retalho, tiveram uma redução de 5% face ao período homólogo, devido principalmente à redução dos volumes vendidos no segmento industrial em Portugal. As vendas de eletricidade foram de GWh, registando um aumento de 77 GWh face ao terceiro trimestre de 2015, com o contributo da operação das cogerações. Nove meses As vendas de gás natural nos primeiros nove meses de 2016 foram de mm³, uma diminuição de 13% face ao período homólogo. Os volumes do segmento de trading desceram 21%, reflexo de menores oportunidades no mercado internacional. Foram efetuadas 20 operações de trading de GNL no período, menos sete do que nos primeiros nove meses de Os volumes vendidos a clientes diretos também desceram 4%, na sequência dos menores volumes vendidos no segmento convencional. 13

14 As vendas de eletricidade totalizaram GWh, um aumento de 252 GWh face ao período homólogo, que se deveu principalmente ao aumento da atividade de comercialização de eletricidade. Resultados Terceiro trimestre O negócio de G&P registou um Ebitda RCA de 73 m no terceiro trimestre de 2016, em linha com o período homólogo. Apesar dos menores volumes vendidos, o Ebitda do segmento de gás natural manteve-se estável em 39 m, tendo sido suportado pela atividade de trading estruturado. O Ebitda da atividade de infraestruturas reguladas diminuiu 6 m para os 26 m, reflexo da revisão da taxa de remuneração para os 6,2%, face a 7,9% no período homólogo. A atividade de power teve um Ebitda de 8 m, uma melhoria de 6 m relativamente ao terceiro trimestre de 2015, o qual havia sido negativamente impactado pelo desfasamento temporal do indexante do preço de compra do gás natural face ao da venda de energia. O Ebit RCA situou-se nos 55 m, em linha com o período homólogo de 2015, e incluindo um efeito stock negativo de 2 m. O Ebit IFRS atingiu os 57 m, comparativamente a 49 m no período homólogo. Os resultados de empresas associadas, nomeadamente as participações detidas em gasodutos internacionais, mantiveram a sua contribuição estável de 16 m. Nove meses O Ebitda do segmento de G&P diminuiu 32 m nos primeiros nove meses de 2016 para os 260 m, sobretudo na sequência de menores resultados da atividade de gás natural. O Ebitda do segmento de gás natural diminuiu 17% para os 159 m, devido aos menores volumes vendidos. O negócio de infraestruturas reguladas contribuiu com 91 m para os resultados, uma redução de 7 m face ao período homólogo, e que refletiu a menor taxa de remuneração em vigor desde 1 de julho de O Ebitda do negócio de power normalizou no período, tendo aumentado 6 m para os 9 m nos nove meses de As depreciações, amortizações e provisões no negócio de G&P situaram-se nos 49 m, em linha com o período homólogo. O Ebit RCA situou-se nos 211 m, uma diminuição de 28 m face aos primeiros nove meses de 2015, e foi impactado por um efeito stock positivo de 6 m e eventos não recorrentes de - 3 m. O Ebit IFRS atingiu os 208 m, face a 217 m no período homólogo. Os resultados de empresas associadas relativas ao negócio de G&P mantiveram a sua contribuição de 50 m para os resultados do período. 14

15 7. Informação financeira 7.1. Demonstração de resultados m (valores em RCA exceto indicação em contrário) Trimestre 2T16 3T15 3T16 Var. % Var Var. % Var (405) (10%) Vendas e prestações de serviços (2.488) (21%) (2.554) (3.116) (2.715) (402) (13%) Custo das mercadorias vendidas (9.723) (7.424) (2.298) (24%) (310) (303) (325) 22 7% Fornecimentos e serviços externos (911) (948) 37 4% (73) (85) (83) (3) (3%) Custos com pessoal (241) (231) (11) (4%) (0) (1%) Outros proveitos (custos) operacionais % (23) (6%) Ebitda RCA (215) (17%) % Ebitda IFRS (54) (6%) (144) (140) (168) 28 20% Depreciações e Amortizações (422) (462) 40 10% (8) (8) (6) (2) (27%) Provisões (17) (19) 2 13% (48) (19%) Ebit RCA (257) (33%) % Ebit IFRS (119) (27%) (1) (8%) Resultados de empresas associadas % 15 (8) (16) (8) s.s. Resultados financeiros (68) 3 70 s.s (58) (22%) Resultados antes de impostos e interesses que não controlam (186) (24%) (79) (68) (83) 15 21% Impostos¹ (247) (201) (46) (18%) (12) (20) (13) (7) (34%) Interesses que não controlam (46) (34) (12) (25%) (66) (36%) Resultado líquido RCA (129) (26%) (98) (19) (37) 18 98% Eventos não recorrentes (189) (215) 27 14% (84) (52%) Resultado líquido RC (155) (52%) 31 (115) s.s. Efeito stock (184) (47) (137) (74%) % Resultado líquido IFRS (18) (15%) 1 Inclui Participação Especial a pagar no Brasil e IRP a pagar em Angola. Terceiro trimestre No terceiro trimestre de 2016, as vendas e prestações de serviços situaram-se nos m, uma redução de 10% face ao período homólogo de 2015, que se deveu principalmente ao decréscimo das cotações do petróleo, do gás natural e dos produtos petrolíferos. Os custos operacionais registaram um decréscimo de 11% face ao terceiro trimestre de 2015 para m, devido à redução de 13% do custo das mercadorias vendidas. Os custos com fornecimentos e serviços externos aumentaram 7%, sobretudo relacionados com o aumento da produção no Brasil. Os custos com pessoal desceram 3% face ao período homólogo. O Ebitda RCA desceu 6% no período para os 384 m, na sequência da menor contribuição do negócio de R&D. Por outro lado, o Ebitda IFRS aumentou 141 m, situando-se em 392 m. O Ebit RCA foi de 211 m, menos 48 m do que no período homólogo de 2015, enquanto o Ebit IFRS aumentou 94 m para os 194 m. Os resultados de empresas associadas foram de 16 m, face a 17 m no período homólogo. Os resultados financeiros foram negativos em 16 m, devido a uma perda de 13 m relativa a operações mark-to-market, sobretudo relacionadas com a cobertura da margem de refinação. 15

16 Os juros financeiros líquidos foram de 23 m, uma descida de 6 m face ao período homólogo de 2015 que reflete o menor custo da dívida. Os impostos RCA aumentaram para os 83 m, consequência dos maiores resultados gerados no negócio de E&P. Os impostos sobre a produção de petróleo e gás situaram-se em 23 m. Os interesses que não controlam, principalmente atribuíveis à participação da Sinopec na Petrogal Brasil, situaram-se em 13 m. O resultado líquido RCA atingiu os 115 m, menos 66 m do que no período homólogo, incluindo um efeito stock de 14 m e também eventos não recorrentes de 37 m. Os eventos não recorrentes estiveram sobretudo relacionados um bloco onshore no Brasil e de ativos relacionados com a atividade de biocombustíveis. O resultado líquido IFRS foi de 91 m. Nove meses Nos primeiros nove meses de 2016, as vendas e prestações de serviços registaram um decréscimo de 21% face ao período homólogo para os m, devido principalmente à descida das cotações do petróleo, do gás natural e dos produtos petrolíferos. Os custos operacionais desceram 21% no período e situaram-se em m, sobretudo devido ao decréscimo de 24% do custo das mercadorias vendidas. O Ebitda RCA foi de m, menos 17% que no período homólogo de 2015, com uma menor contribuição de todos os segmentos de negócio. O Ebitda IFRS situou-se em 922 m, uma redução de 54 m face ao período homólogo. O Ebit RCA desceu 33% para os 534 m, enquanto o Ebit IFRS desceu 119 m para os 322 m. Os resultados de empresas associadas foram de 61 m, em linha com o período homólogo. Os resultados financeiros foram positivos em 3 m, face a uma perda de 68 m no período homólogo de 2015, devido essencialmente a um ganho de 31 m nas operações mark-to-market, principalmente relacionadas com a cobertura da margem de refinação, o que compara com uma perda de 18 m no período homólogo. Os juros financeiros líquidos também registaram uma melhoria de 15 m para os 79 m. Os impostos RCA desceram 46 m para os 201 m, consequência dos menores resultados gerados. Os interesses que não controlam, principalmente atribuíveis à Sinopec, desceram 12 m para 34 m, na sequência dos menores resultados gerados no Brasil. O resultado líquido RCA totalizou 361 m, menos 129 m do que no período homólogo, enquanto o resultado líquido IFRS se situou em 99 m. O efeito stock foi de 47 m e os eventos não recorrentes atingiram os 215 m, incluindo não só as imparidades registadas no contexto de E&P, mas também a contabilização em Portugal da Contribuição Extraordinária sobre o Sector Energético (CESE), que afeta os negócios de R&D e G&P. A CESE impactou negativamente os resultados em IFRS em cerca de 48 m, dos quais c. 28 m relativos à CESE I, cujo impacto anual foi contabilizado na sua totalidade no primeiro trimestre do ano. O montante relativo à CESE II atingiu c. 20 m. A contabilização efetuada em relação à CESE decorre da estrita aplicação dos normativos contabilísticos, entendendo a Galp, com base na opinião dos mais reputados jurisconsultos nacionais, que as disposições legislativas respeitantes à CESE são violadoras da lei, não sendo os montantes em causa exigíveis. 16

17 7.2. Investimento m Trimestre 2T16 3T15 3T16 Var. % Var Var. % Var (15) (7%) Exploração & Produção (12) (2%) (11) (43%) Atividades de exploração e avaliação (59) (62%) (3) (2%) Atividades de desenvolvimento e produção % % Refinação & Distribuição % % Gas & Power % s.s. Outros 3 1 (2) s.s (11) (4%) Investimento % Terceiro trimestre O investimento no terceiro trimestre de 2016 foi de 244 m, com o negócio de E&P a representar 85% do total. O investimento em atividades de desenvolvimento e produção (D&P) representou 93% do total em E&P, dos quais 78% no Brasil, nomeadamente no desenvolvimento do bloco BM-S-11. O investimento em Angola representou cerca de 20% do total em D&P, principalmente alocado ao bloco 32. Nos negócios de R&D e G&P, o investimento totalizou 35 m, em linha com o período homólogo, tendo sido alocado, entre outros, a atividades de manutenção, à contínua renovação da rede de retalho de produtos petrolíferos e da infraestrutura de gás natural, bem como à melhoria dos sistemas de informação. Nove meses Nos primeiros nove meses de 2016, o investimento totalizou 874 m, 88% dos quais alocados ao negócio de E&P. As atividades de D&P representaram 95% do investimento do negócio de E&P, alocado sobretudo ao desenvolvimento do bloco BM-S-11 no Brasil, que representou cerca de 75% daquele total. O investimento nas atividades de downstream e gás atingiu os 103 m, incluindo o investimento na manutenção planeada das refinarias. 17

18 7.3. Cash flow Método indireto m (valores em IFRS) Trimestre 2T16 3T15 3T Ebit Dividendos de empresas associadas Depreciações e amortizações (8) 275 (164) Variação de fundo de maneio 392 (30) Fluxo de caixa gerado pelas atividades operacionais (269) (252) (242) Investimento líquido (800) (854) (28) (30) (23) Juros pagos e recebidos (94) (79) (55) (27) (63) Impostos de sociedades e tributação especial (94) (142) (175) (172) (207) Dividendos pagos (317) (382) 141 (102) (29) Outros Variação da dívida líquida (133) Inclui CTAs (Cumulative Translation Adjustment) e reembolsos parciais do empréstimo concedido à Sinopec. Terceiro trimestre O cash flow gerado pelas atividades operacionais durante o terceiro trimestre de 2016 foi de 242 m, tendo sido negativamente influenciado pelo aumento do fundo de maneio. A dívida líquida aumentou 322 m durante o período, uma vez que os meios gerados pelas atividades operacionais não foram suficientes para compensar o investimento realizado no período e o pagamento do dividendo intercalar relativo ao exercício de Nove meses Durante os primeiros nove meses de 2016, a dívida líquida aumentou 383 m face ao final de 2015, devido ao aumento do investimento e dos dividendos no período. O fundo de maneio manteve-se em linha face ao período homólogo, sendo de salientar a boa performance alcançada em A variação da dívida líquida no período considera o reembolso de 134 m relativo ao empréstimo concedido à Sinopec. Considerando a reclassificação dos ativos e passivos da Galp Gás Natural Distribuição, S.A. (GGND) como ativos detidos para venda, a dívida líquida no final de setembro de 2016 ( m) apresentava uma redução de 216 m face a 31 de dezembro de

19 Método direto m Trimestre 2T16 3T15 3T Caixa e equivalentes no início do período Recebimento de clientes (2.226) (2.782) (2.432) Pagamento a fornecedores (8.636) (6.494) (106) (72) (74) Salários e encargos (248) (256) Dividendos de empresas associadas (649) (683) (762) Pagamentos de imposto sobre produtos petrolíferos (ISP) (1.997) (2.015) (410) (482) (407) IVA, Royalties, PIS, Cofins, outros (1.387) (1.197) Total de fluxos operacionais (273) (234) (261) Investimento líquido (809) (913) (32) (14) (16) Juros pagos e recebidos (85) (99) (175) (172) (207) Dividendos pagos (317) (382) (55) (27) (63) Impostos de sociedades e tributação especial (94) (142) (86) (7) 549 Empréstimos pagos e recebidos (95) Reembolsos da Sinopec (76) (6) Efeito da alteração da taxa de câmbio em caixa e seus equivalentes Caixa e equivalentes no final do período Os valores de caixa e equivalentes diferem dos apresentados no Balanço por imposição normativa (IAS 7). A diferença consiste na classificação dos descobertos bancários que no Mapa de Fluxos de Caixa são por dedução de caixa e equivalentes, enquanto no Balanço são considerados dívida. 19

20 7.4. Situação financeira m (valores em IFRS) 31 dezembro, junho, 2016 (antes de ativos detidos p/venda) 30 setembro, 2016 (antes de ativos detidos p/venda) 1 30 setembro, 2016 Var. vs 31 dez., 2015 Var. vs 30 jun., 2016 Ativo fixo líquido (535) (1.082) Fundo de maneio Empréstimo à Sinopec (148) (2) Outros ativos (passivos) (515) (624) (654) (383) Ativos/Passivos não correntes detidos para venda Capital empregue (262) (420) Dívida de curto prazo Dívida de médio-longo prazo (431) (73) Dívida total (169) (70) Caixa e equivalentes Dívida líquida (216) (278) Total do capital próprio (45) (142) Total do capital próprio e da (262) (420) dívida líquida 1 Não considera Ativos/Passivos não correntes detidos para venda, de forma a tornar os períodos comparáveis. 2 A dívida líquida a 30 de setembro de 2016 não inclui dívida líquida da GGND ( 599 m), que está considerada na linha Ativos/Passivos detidos para venda. A coluna a 30 de setembro de 2016 antes da reclassificação relativa à GGND, para ativos detidos para venda, foi preparada na mesma base que a 31 de dezembro e 30 de junho, de forma a tornar os períodos comparáveis. Desta forma, o ativo fixo líquido era de m, um aumento de 48 m face ao final de junho. O investimento em curso, sobretudo relativo ao negócio de E&P, totalizava m Dívida financeira m (exceto indicação em contrário) 31 dezembro, junho, setembro, 2016 Var. vs 31 dez, 2015 Var. vs 30 jun, 2016 Obrigações (18) 2 Empréstimos bancários e outros títulos de dívida (151) (21) Caixa e equivalentes (1.130) (935) (1.177) (47) (242) Dívida líquida (216) (262) Dívida líquida inc. empréstimo Sinopec (68) (260) Vida média (anos) 3 3,1 2,7 3,2 0,1 0,4 Taxa de juro média da dívida 3 3,8% 3,5% 3,5% (0,3 p.p.) (0,0 p.p.) Dívida líquida para Ebitda RCA 4 1,2x 1,6x 1,4x Dívida líquida a 30 setembro de 2016, não inclui dívida líquida da GGND ( 599 m). Dívida líquida de m a 30 de setembro ajustada 3 do empréstimo concedido à Sinopec de 575 m. Inclui dívida líquida da GGND, ou seja, considera dívida líquida total do Grupo de m. 4 A 30 de setembro de 2016, rácio considera a dívida líquida incluindo empréstimo à Sinopec ( 575 m), adicionado dos suprimentos da Sinopec na Petrogal Brasil ( 169 m), sendo o Ebitda RCA dos últimos 12 meses m. 20

21 A 30 de setembro de 2016, a dívida líquida situava-se em m, um decréscimo de 262 m face ao final de junho. Este montante não inclui a dívida líquida relativa à GGND (ativos/passivos detidos para venda), de 599 m. Importa salientar que, durante setembro, a GGND procedeu ao reembolso à Galp do empréstimo acionista no montante de 568 m. Considerando como caixa e equivalentes o saldo de 575 m do empréstimo concedido à Sinopec, a dívida líquida no final do período situava-se em m, resultando um rácio de dívida líquida para Ebitda de 1,4x. Este rácio considera ainda o valor correspondente aos suprimentos da Sinopec na Petrogal Brasil, com saldo de 169 m no final do período. A taxa de juro média da dívida foi de 3,48% durante o período. No final de setembro, 51% do total da dívida estava contratada a taxa fixa. O prazo médio da dívida era de 3,15 anos, sendo que a dívida de médio e longo prazo representava 78% do total. A 30 de setembro de 2016, cerca de 65% do total da dívida tinha vencimento a partir de 2019, considerando a dívida da subsidiária GGND, que àquela data era ainda consolidada (apesar da reclassificação para ativos detidos para venda). Salienta-se que a Galp exerceu uma opção de compra (call option) sobre um empréstimo obrigacionista no montante de 455 m, o qual tinha maturidade em 2017, e será agora reembolsado a 21 de novembro de Esta alteração foi repercutida no gráfico do perfil de reembolso da dívida. No final do terceiro trimestre de 2016, a Galp detinha cerca de 1,2 bn de linhas de crédito contratadas, mas não utilizadas. Deste montante, cerca de 60% encontrava-se garantido contratualmente. Perfil de reembolso da dívida m set. 30 jun A reembolsar em nov Vendas e prestações de serviços RCA por negócio m Trimestre 2T16 3T15 3T16 Var. % Var Var. % Var (405) (10%) Vendas e prestações de serviços RCA (2.488) (21%) % Exploração & Produção % (304) (10%) Refinação & Distribuição (1.672) (18%) (154) (21%) Gas & Power (744) (29%) (1) (2%) Outros (2) (2%) (131) (211) (210) (1) (0%) Ajustamentos de consolidação (421) (494) 73 17% 1 Não inclui variação de produção. As vendas e prestações de serviço RCA no segmento de E&P, incluindo variação de produção, foram de 218 m no terceiro trimestre de 2016 e de 502 m nos nove meses de

22 7.7. Reconciliação entre valores IFRS e valores Replacement Cost Ajustados Ebitda replacement cost ajustado por segmento m Terceiro Trimestre 2016 Ebitda IFRS m Efeito stock Ebitda RC Eventos não recorrentes Ebitda RCA Ebitda IFRS Efeito stock Ebitda RC Eventos não recorrentes Ebitda RCA 392 (17) Galp E&P (15) R&D (2) G&P (2) (0) 4 Outros Terceiro Trimestre 2015 Ebitda IFRS Efeito stock Ebitda RC Eventos não recorrentes Ebitda RCA Ebitda IFRS Efeito stock Ebitda RC Eventos não recorrentes Ebitda RCA Galp E&P R&D G&P (3) Outros Ebit replacement cost ajustado por segmento m Terceiro Trimestre 2016 Ebit IFRS m Efeito stock Ebit RC Eventos não recorrentes Ebit RCA Ebit IFRS Efeito stock Ebit RC Eventos não recorrentes 194 (17) Galp E&P (75) - (75) (15) R&D (2) G&P (3) (0) 3 Outros Ebit RCA Terceiro Trimestre 2015 Ebit IFRS Efeito stock Ebit RC Eventos não recorrentes Ebit RCA Ebit IFRS Efeito stock Ebit RC Eventos não recorrentes Galp (1) 33 E&P R&D (0) 54 G&P (1) Outros Ebit RCA 22

23 7.8. Eventos não recorrentes m Trimestre 2T16 3T15 3T ,0 5,9 9,1 Eventos não recorrentes com impacto em Ebitda 12,1 31,1 (2,2) 0,0 0,0 Acidentes resultantes de fenómenos naturais e indemnizações de seguros (0,9) (2,1) (0,2) (0,1) (0,3) Ganhos/perdas na alienação de ativos (2,8) (1,0) 0,6 5,1 0,4 Write-off ativos 5,4 1,0 - (3,7) - Multas Subsídios investimento (2,6) - 4,8 4,5 5,0 Custos com reestruturação - Pessoal 13,1 14, ,2 Despesas de consultoria e outras - 0,2 4,1-2,0 Indeminização Cessação Antecipada Contrato de Sondas - 11, ,8 Custos com litigância - 6,3 82,9 3,7 25,0 Eventos não recorrentes com impacto em custos non cash 96,1 118,7 5,4 1,2 0,0 Provisão para meio ambiente e outras 7,6 5,5 77,4 2,5 25,0 Provisão para Imparidade de ativos 88,5 113,1 5,3 3,2 8,9 Eventos não recorrentes com impacto em resultados financeiros 67,5 28,3 5,3 3,2 8,9 Ganhos/Perdas na alienação de participações financeiras 18,6 28,3 0,0 - (0,0) Provisão para imparidade de investimento financeiro 48,9-3,4 5,5 (0,8) Eventos não recorrentes com impacto em impostos 26,5 42,4 (2,4) (1,5) (10,2) Impostos sobre eventos não recorrentes (33,2) (18,0) 5,8 7,0 9,4 Imposto contribuição sector energético 59,8 60,4 (0,2) 0,5 (5,0) Interesses que não controlam (13,6) (5,2) 98,4 18,8 37,2 Total de eventos não recorrentes 188,7 215,4 23

24 7.9. Demonstração de resultados consolidados em IFRS m Trimestre 2T16 3T15 3T Vendas Serviços prestados Outros rendimentos operacionais Total de proveitos operacionais (2.518) (3.266) (2.698) Inventários consumidos e vendidos (9.964) (7.486) (314) (303) (332) Materiais e serviços consumidos (911) (970) (78) (90) (87) Gastos com o pessoal (254) (245) (25) (15) (26) Outros gastos operacionais (46) (60) (2.935) (3.674) (3.144) Total de custos operacionais (11.175) (8.762) Ebitda (221) (142) (193) Gastos com amortizações, depreciações, imparidades (510) (575) (14) (9) (6) Provisões e imparidade de contas a receber (25) (25) Ebit Resultados de empresas associadas (8) (8) (16) Resultados financeiros (68) Juros a receber (33) (35) (35) Juros a pagar (113) (102) Capitalização juros (0) (4) (1) Diferenças de câmbio (8) (7) 23 4 (13) Mark-to-market de derivados de cobertura (18) 31 (4) (5) (5) Outros custos/proveitos financeiros (13) (14) Resultados antes de impostos (82) (32) (76) Impostos 1 (157) (169) (6) (7) (9) Imposto contribuição sector energético 2 (60) (60) Resultados antes de interesses que não controlam (12) (21) (8) Resultado afeto aos interesses que não controlam (32) (29) Resultado líquido Inclui impostos relativos à atividade de produção de petróleo e gás natural, nomeadamente participação especial no Brasil e IRP em Angola. 2 Inclui 27,9 m, 20,4 m e 12 m da CESE I, CESE II e Fondo Nacional Eficiencia Energética, respetivamente, nos nove meses de